Questões de Concurso Sobre engenharia de petróleo
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O balanço de materiais deve ser aplicado somente a determinadas porções do reservatório.
Os principais mecanismos de produção de um reservatório de óleo e gás são os mecanismos de gás em solução, de capa de gás e de influxo de água.
Recuperar uma parte adicional do óleo remanescente e melhorar os fatores de eficiência de um reservatório são as principais funções dos métodos especiais de recuperação secundária.
Existem diversos métodos especiais de recuperação secundária, a saber: os imiscíveis, com injeção de hidrocarbonetos e CO2; os térmicos, com injeção de fluidos quentes e combustão in situ; e os químicos, com injeção de polímeros e solução micelar.
Os métodos normalmente empregados para a recuperação secundária são injeção de água e processo miscível de injeção de gás.
Os métodos de recuperação secundária baseiam-se na suplementação de energia em um reservatório, objetivando o aumento da eficiência de recuperação e a aceleração da produção.
Os dados do comportamento de um reservatório podem ser obtidos pela combinação das equações da continuidade, da compressibilidade e pela lei de Darcy.
Os poços de petróleo podem ser divididos em duas formas: poços verticais e horizontais. Nos verticais, o volume drenado dos fluidos é normalmente maior que nos horizontais.
O fraturamento hidráulico é uma forma de melhorar a produtividade de um poço. A fim de promover um melhor escoamento do fluido, realiza-se, nesse processo, uma fratura artificial com menor condutividade que a rocha reservatório.
Para se explorar um reservatório de petróleo, deve-se considerar a sua permeabilidade. Sendo assim, quanto mais permeáveis, menos explorados.
As rochas-reservatórios, por serem de superfície lisa, são capazes de armazenar petróleo.
A vaporização do gás dissolvido em uma mistura líquida só ocorre a partir da pressão de bolha.
A viscosidade, propriedade importante dos fluidos, é afetada pela variação da temperatura e da pressão. Nos hidrocarbonetos líquidos, a viscosidade aumenta com o aumento da quantidade de gás em solução.
O medidor-padrão deve ser calibrado com um fluido de massa específica, com viscosidade e temperatura suficientemente próximas às do fluido medido pelo instrumento em operação, e com uma vazão igual à usual desse instrumento, com uma tolerância de ± 10%.
Não pode ocorrer a medição fiscal dos volumes de produção de dois ou mais campos que se misturam antes do ponto de medição.
Os sistemas de medição de petróleo em linha devem contemplar medidores de fluidos do tipo deslocamento positivo ou do tipo turbina, ou medidores mássicos do tipo coriolis. No caso de outros tipos de medidores, sua utilização deve ser previamente autorizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis.
Não é necessária autorização prévia da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis para mensurações de gás natural nos pontos de medição da produção que utilizem placas de orifício, turbinas ou medidores do tipo ultrassônico.
As placas de orifício, utilizadas na medição fiscal de gás natural, devem ser inspecionadas mensalmente para verificar se cumprem as tolerâncias dimensionais.
Na calibração de um medidor em operação, com um provador em linha, os resultados devem registrar pelo menos três, em seis testes sucessivos, em que a diferença máxima entre os fatores de calibração seja inferior a 0,005%.
Com base nas informações acima apresentadas, e no que se refere às instalações da extração de petróleo no pré-sal, julgue o item subsequente.
Instalações de bombeamento mecânico no fundo do poço serão fundamentais para garantir o aumento previsto de produção do pré-sal nos próximos anos.